авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

«СОВЕТ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОГО СОБРАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ КОМИССИЯ ПО ЕСТЕСТВЕННЫМ МОНОПОЛИЯМ Информационные материалы по итогам "круглого ...»

-- [ Страница 2 ] --

Естественно, у нас есть выбор, и я рассказывал о том, что мы собираемся делать, о целевом видении до 2030 года. Но мы должны наметить для себя разумные пределы изменений в топливном балансе. Конечно, его надо менять, но наивно думать, что мы сейчас можем, например, в Подмосковье в течение ближайших трех лет ввести хоть один киловатт мощности не на газе. Это невозможно. Значит, будем отключать по требителей. Думаю, что тут даже вопрос цены не стоит.

Вы поймите, что я сознательно в своем докладе* разделял задачи на две: на крат косрочную, которая меряется 3—5 годами, и долгосрочную. Это разные вещи. Но сейчас мы делаем то, чего не сделать не можем. Промедление обойдется еще дороже.

В.К. Паули, главный технический инспектор РАО "ЕЭС России" ПОДХОД К "ТОНКОЙ" НАСТРОЙКЕ УПРАВЛЕНИЯ В ЭНЕРГОКОМПАНИЯХ ХОЛДИНГА РАО "ЕЭС РОССИИ"** Добрый день, уважаемые коллеги! По изменению потребления мы четко просле живаем все фазы кризиса экономики России: спад, стагнация, подъем. Начиная с 1999 года Россия четко демонстрирует устойчивую динамику подъема экономики, динамику развития. Но экономике России необходима надежная, эффективная, развивающаяся опережающими темпами электро и теплоэнергетика.

На всех этих этапах происходили изменения в управлении. Сначала были бартер и взаимозачеты для обеспечения деятельности, потом мы перешли к обеспечению * В Приложении (с. 55—62) даются материалы к докладу Б.Ф. Вайнзихера.

** В Приложении (с. 100—107) даются иллюстративные материалы к выступлению.

поставок топлива любой ценой. Дальше — борьба за тарифы и платежи, антикризис ное управление. Затем — переход к более продвинутому уровню управления компа нией, внедрение бизнес планирования, бюджетирования, казначейского исполне ния бюджетов. Далее — этап повышения требований к высшему менеджменту, что бы интенсивнее повышали качество управления компании, следующий этап — на чало деления конкурентного сектора на оптовом рынке электроэнергии и мощно сти. Затем — объявление надежности приоритетным направлением деятельности энергокомпаний.

Завершение — структурная фаза реформирования энергокомпаний, создание ОГК, ТГК, РСК. Начался этап внедрения стандартов серии ISO 9000 и OHSAS. Стан дарт 9000 — это стандарт системы менеджмента качества. OHSAS — это стандарт систем управления производственной безопасностью и здоровьем персонала. И на ступил этап перехода к методологии стратегического управления.

Почему мы начали более эффективно этим заниматься? Наступил этап, когда фактически уже созданы условия для привлечения инвестиций в энергетику. Нача ли операционную деятельность ОГК, ТГК и РСК. И самое время заниматься "тон кой" настройкой управления.

С другой стороны, мы понимаем, что недостатки управления через недостатки документации, через недостатки персонала, через недостатки процессов, через про явления этих недостатков приводят к материальным и людским потерям.

Нашим девизом должно быть и в какой то степени уже становится то, что каж дый работник энергетических компаний холдинга РАО "ЕЭС России" должен непре рывно улучшать свой ранее достигнутый результат.

В прежнюю эпоху говорили: "Сегодня лучше, чем вчера, а завтра лучше, чем се годня". Но не было движущей силы, не было необходимости выживать в условиях конкуренции. Мы не понимали, что стоит за этой фразой. А в условиях конкуренции во всем мире звучит эта фраза. И она оформлена в стандартах серии ISO.

Я хочу показать, как это выглядит на самом деле, на примере Ставропольской ГРЭС. Ее опыт позволил перейти к разработке новой комплексной методологии управления надежностью котлоагрегатов ТЭС на основе экспертных систем. В ре зультате коллективных усилий была внедрена Экспертная система контроля и оцен ки состояния и условий эксплуатации котлоагрегатов ТЭС, позволившая за счет реа лизации системного и процессного подходов как элементов системы менеджмента качества в управлении надежностью агрегатов получить колоссальный экономиче ский эффект.

Полное внедрение комплексной системы управления надежностью котлоагре гатов ТЭС с учетом системного и процессного подходов позволило Ставропольской ГРЭС в течение нескольких лет снизить аварийность такого агрегата более чем в 30 раз.

Аналогичная этой методология позволила вывести на уровень надежных элек тростанций Рязанскую ГРЭС. Эта методология внедрялась под моим руково дством — сначала как главного инженера Ставропольской ГРЭС, а потом как руко водителя Департамента генеральной инспекции РАО "ЕЭС России". Мы внедряли ее на многих электростанциях.

Изучение этого опыта позволило нам из центра запускать методологии, которые дают возможность существенно улучшить ситуацию с аварийностью на электро станциях, что мы и сделали, внедрив экспертную систему. За восемь лет с момента внедрения этой методологии мы сумели снизить число аварийных остановок этого котлоагрегата на 53 %, то есть практически в два раза, в том числе из за повреждений поверхности нагрева — на 57 %. Вот такой существенный результат был получен за счет внедрения этой методологии.

На слайде показаны тенденции относительно показателей надежности, то есть показателей аварийности, которые подлежат учету в соответствии с нормативными документами. В 2001 году было 1505 технологических нарушений, вызванных ошиб ками персонала, в том числе 520 технологических нарушений, вызванных ошибками оперативного персонала. В 2005 году эти величины стали меньше практически в два раза. Это тоже результат комплексного системного подхода.

На следующем слайде показана эволюция внедрения систем менеджмента каче ства в РАО "ЕЭС России". Впервые этот процесс мы начали в 2001 году, когда прика зом председателя правления РАО "ЕЭС России" была утверждена специальная про грамма, в которой был пункт "Внедрение систем менеджмента качества производст венной деятельности".

Но в условиях серьезной работы по изменению структуры энергокомпаний было не до внедрения систем менеджмента качества. Мы искали ответы на вопрос, почему тяжело идет внедрение СМК в российской энергетике. В конце концов на шли ответ в зарубежных источниках: оказывается, в момент структурной фазы та кие процессы не идут.

Как только была завершена структурная фаза реформирования энергокомпа ний РАО "ЕЭС России", то есть были созданы ОГК, ТГК и РСК, этот процесс стал вос требован, были запущены пилотные проекты, начато обучение персонала и недавно была проведена международная конференция по внедрению систем менеджмента качества в энергокомпаниях холдинга РАО "ЕЭС России".

Нам предстоит в этом году широко внедрить программу вслед за пилотными про ектами. Среди "пилотов" — "Мосэнерго", Московская областная электросетевая компания, "Ленэнерго" и "Якутскэнерго". Теперь начинается широкое внедрение программы в энергокомпаниях холдинга РАО "ЕЭС России".

В комплексную программу повышения надежности и устойчивости работы ЕЭС России, которая была утверждена правлением РАО "ЕЭС России", был внесен раз дел по внедрению систем менеджмента качества.

В системе менеджмента качества заложено восемь принципов: ориентация на потребителя, лидерство руководства, вовлечение персонала, процессный подход, системный подход к менеджменту, постоянное улучшение, принятие решений на основе фактов, взаимовыгодные отношения с поставщиками.

На конференции, которую мы проводили, задавался вопрос о том, а действитель но ли это эффективно. И сами же представители руководства энергокомпаний в сво их выступлениях отмечали, что в Европе, если у компании нет сертификата о вне дрении систем менеджмента качества, на рынок она не допускается. Мы знаем, что российские компании, которые выходят на международный рынок, обладают пре имуществом в том случае, если имеют сертифицированную систему менеджмента качества.

Участники конференции пришли к выводу, что энергокомпаниям холдинга РАО "ЕЭС России" пора этим заниматься. Пора, потому что внедрение систем менедж мента качества позволит повысить надежность, безопасность, эффективность, ин вестиционную привлекательность, обеспечить устойчивость развития.

Подходы к системе менеджмента качества, приведенные в семействе стандар тов ISO, основаны на принципах, которые дают возможность организации выявить свои сильные и слабые стороны, содержат положение по оцениванию в сравнении с общими моделями, обеспечивают основу для постоянного улучшения, включая спо собы внешнего признания, в том числе признания инвесторов.

Безусловно, серьезное место в управлении занимает управление безопасностью работников холдинга РАО "ЕЭС России". Мы знаем, что идеал — это работа без не счастных случаев. Тем не менее в реальной жизни происходят несчастные случаи, в том числе со смертельным исходом.

Динамика травматизма за 2001—2005 годы: в 2001 году общее число несчастных случаев — 707, в 2005 году — 444. Общее число погибших энергетиков в 2001 году — 71, в 2005 году — 58, в том числе погибших от поражения электрическим током соот ветственно 30 и 14.

Уменьшение значительное. По сравнению с 1993 годом очень большая разница.

Но мы понимаем, что идеал — ноль случаев травматизма. Это труднодостижимо в целом по стране, но у нас есть много компаний, которые работают без травматизма.

То есть это реально осуществимо.

При решении задачи обеспечения безопасности наших работников мы стали внедрять новые подходы. Прежде всего это внедрение системы психофизиологиче ского обеспечения надежности профессиональной деятельности и сохранения здо ровья персонала. Это нам позволило серьезно продвинуться как с точки зрения безопасности и снижения травматизма, так и с точки зрения повышения функцио нальных возможностей персонала за счет выявления групп риска, за счет реабили тационных мероприятий и всевозможных процессов, которые называются произ водственной адаптацией.

Этот процесс мы начали внедрять в 1999 году. На сегодняшний день мы имеем уже наши внутренние стандарты, которые определяют и описывают систему психо физиологического обеспечения, методически вооружают менеджмент, реально описывают требования к лаборатории психофизиологического обеспечения и тре бования к персоналу. Есть соответствующие приказы и традиции. Одна из них — проведение ежегодных конференций. В прошлом году мы провели пятую, юбилей ную конференцию.

Занимаясь системно вопросом безопасности и здоровья работников холдинга, мы пришли к пониманию того, что надо ориентироваться и на международные доку менты, международные требования в этом вопросе. Ведущие компании мира уже в течение многих лет считают, что надежными партнерами могут быть только те, кто использует этичные подходы к организации в целом и к каждому сотруднику. Это нашло отражение в международном стандарте OHSAS 18000 — "Системе управле ния профессиональной безопасностью и здоровьем".

Понимая, что люди — главная ценность энергокомпании, мы приняли решение, что нам надо заниматься этим как элементом "тонкой" настройки управления.

От внедрения систем обеспечения надежности профессиональной деятельно сти и сохранения здоровья персонала, от внедрения системы психофизиологическо го обеспечения надежности профессиональной деятельности и сохранения здоро вья персонала через построение (с учетом структурных преобразований) систем, обеспечивающих надежность, профессиональность персонала, через систему про гнозов и видений, через семинары, конференции, через меморандумы, которые мы оформляли по результатам конференций, мы подошли эволюционно к тому, что надо заниматься внедрением стандартов серии OHSAS и выходить на уровень миро вого опыта в обеспечении безопасности здоровья персонала.

Открытие на прошедшей неделе на ВВЦ выставки семинара под названием "Ох рана труда 2006" проходило под лозунгом инновационных процессов в управлении безопасностью здоровья персонала в энергетике.

Таким образом, внедрение систем управления профессиональной безопасно стью здоровья в соответствии со стандартами OHSAS 18000 показывает следующее.

OHSAS применим к любой организации, помогает создать систему управления про фессиональной безопасностью и здоровьем с целью устранения и сокращения рис ка для тех сотрудников и заинтересованных сторон, которые будут подвергаться указанным рискам, связанным с деятельностью организации. OHSAS дает возмож ность организации управлять рисками в области безопасности здоровья и улучшать свои показатели в этой области.

Мы начали также внедрять систему ISO 9000. Система менеджмента качества, которая не имеет границ государственных, не имеет границ по секторам экономики, по ведомствам, по видам деятельности, по иерархии, то есть по уровню управления, подчиненности и так далее. То же самое можно сказать и об OHSAS.

В Российской Федерации этот процесс серьезно разворачивается, но в первую очередь в тех компаниях, которые поставляют продукцию на экспорт, которые явля ются представителями совместных российских и зарубежных предприятий и ком паний.

Сегодня идет процесс подготовки к вступлению России во Всемирную торговую организацию (ВТО). Одним из условий является и наличие сертификатов качества, внедрение стандартов серии ISO.

Теперь выводы. Внедрение стандартов серии ISO 9000 и OHSAS 18000 означает, что организация нацелена на долговременную эффективную работу. Для повыше ния уровня надежности и безопасности работы электроэнергетики в РАО "ЕЭС Рос сии" уже идет процесс внедрения стандартов серии ISO и OHSAS 18000. Кроме того, идет подготовка и внедрение стандарта ISO 14000 (это экология).

Для получения большего эффекта от внедрения стандартов серии ISO 9000 и OHSAS 18000 необходимо установить основным направлением реорганизации РАО "ЕЭС России" приоритет взаимодействия с организациями, внедрившими систему менеджмента качества безопасности и экологии. Так делается практически во всех странах с рыночной экономикой. В целях повышения эффективности экономики России необходима государственная программа, национальный проект в области внедрения международных стандартов серий ISO 9000, OHSAS 18000, а также ISO 14000 в отраслях и компаниях.

Переход к "тонкой" настройке управления необходим не только РАО "ЕЭС Рос сии", он необходим всей экономике России.

М.С. Бернер, президент Ассоциации энергоменеджеров КАЧЕСТВЕННОЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ В УСЛОВИЯХ РЕФОРМИРОВАНИЯ РАО "ЕЭС РОССИИ" Добрый день, уважаемые коллеги! Я полностью согласен с Виктором Карлови чем, что нужна "тонкая" настройка и нужно заниматься конкретными делами.

В сегодняшних условиях, когда "распаковали" энергосистемы, промышленные предприятия практически остались наедине с энергосбытовой компанией, которая ни за что не отвечает. И в первую очередь не отвечает за надежное снабжение потре бителей электроэнергией. Если вы посмотрите на договоры, которые предлагает электроснабжающая компания, то там вопросы надежности так оговорены, что практически компания ни за что не отвечает, даже за наличие топлива на электро станциях РАО "ЕЭС России".

Такой подход заставляет промышленные предприятия усомниться в целесооб разности той реформы, которая проходит в настоящее время. Промышленные пред приятия нуждаются в качественном электроснабжении. А в чем оно заключается?

Первое — это надежное электроснабжение, второе — это качество электроэнергии.

Сегодня мы не имеем ни того, ни другого.

Что больше всего мучает промышленные предприятия с точки зрения качества электроэнергии? Это ГОСТ 12.49.97, в котором не оговорена частота провала напря жения. Практически в целом ряде регионов, в том числе в Ленинградской области, бывает в месяц 11—20 провалов напряжения, которые полностью выбивают из ра боты промышленные предприятия. Причем согласно ГОСТу это длится до 30 секунд.

Пока в России будут эти провалы, говорить о каком либо качестве продукции не приходится.

Получилось, что этот ГОСТ сыграл на руку энергетикам. Дело в том, что за этим ГОСТом можно спрятать любые безобразия, которые творятся на подстанциях: и неправильные действия персонала, и ошибки проектирования, и при этом остаться безнаказанным и не нести материальной ответственности. А любое отключение энергии на промышленном предприятии — это десятки тысяч долларов. Как от этого избавиться? Строить собственные источники и параллельно работать — не пускают энергосистемы.

Другой вопрос — по договорам электроснабжения, по надежности. Очевидно, здесь выход такой — трехсторонний договор. В этом трехстороннем договоре долж ны быть учтены интересы потребителя, сбытовой компании, которая в интересах потребителя закупает электроэнергию, и транспортной компании, региональной электрической сети, федеральной сетевой компании, которая опять же в интересах потребителя доставляет ему электроэнергию надлежащего качества, с надлежащей степенью надежности.

Другого пути нет. Если есть какие то другие мнения, надеюсь их услышать.

Далее. Сегодня Правила устройства электроустановок решили за потребителя, какие должны быть категории надежности.

Потребитель должен выбрать, какая ему нужна надежность: от двух источников питаться, от трех или, может быть, от одного и зарезервировать собственный источ ник электроснабжения.

Вот это навязывание потребителю категорий не совсем правильно и не соответ ствует сегодняшнему дню.

Следующий вопрос, который волнует потребителя. Все промышленные пред приятия в советское время работали на гарантированный рынок. Сегодня у пред приятий нет гарантированного рынка. Гарантированный рынок есть только у пред приятия РАО "ЕЭС России", у электростанций.

Что значит любая остановка, особенно для крупных предприятий, которые име ют серьезные заказы за рубежом? Срыв поставок продукции или хранение необхо димого количества продукции на складах. Опять же это затраты. Практически полу чается, что надежное электроснабжение — это надежность поставки законтракто ванной продукции.

Могут серьезные предприятия поставить себя в такие условия, что их жизнедея тельность будет зависеть от перипетий, возникающих в энергосистеме? Нет, конеч но. И я смею вас заверить: через три четыре года многие предприятия построят соб ственные источники энергии и не будут ждать, когда кто то за них решит вопросы надежности.

Это прекрасно показала ситуация, которая сложилась в централизованном теп лоснабжении. Если некоторые думают, что это произошло из за высоких тарифов на тепло, то они ошибаются. Да, тарифы сыграли свою роль, но не меньшую роль сыграли угрозы прекратить снабжение теплом за неуплату или не заниматься мо дернизацией тепловой сети. Вы знаете, какой итог? До 30 % платежеспособных по требителей ушли от РАО "ЕЭС России". И что получилось? ТЭС, которые предназна чены работать на потребителя, перешли в контракционный режим. О каком КПД может идти речь, о какой экономии может идти речь? Естественно, выросла стои мость электрической энергии. Кто за это дело расплачивается? ЖКХ. Все те, кто не мог уйти.

Точно так же сложится ситуация с электроэнергией. Сегодня уже нефтяники строят собственные станции, газовики, завтра пойдут металлурги. Кто останется?

Тот, кто не сумел построить и создать свои мощности.

Следующий вопрос, на котором я хотел бы остановиться. Даже не знаю, с кем разговаривать о нем в РАО "ЕЭС России": компании то "распаковались", а проблема осталась. Очевидно, в угоду политике у нас часы максимума оказались шесть часов в сутки. По числу часов использования максимума мы впереди планеты всей — при мерно полторы тысячи часов в году.

В Европе и в странах за океаном эта величина несколько другая — 400, 500, часов, ну уж никак не полторы тысячи.

О чем это говорит? Это говорит о том, что промышленные предприятия работа ют по собственному графику, а энергосистема — по собственному. Нет взаимопони мания в этом вопросе.

Конечно, при переходе на более гибкий график работы энергосистемы предпри ятие несет определенные затраты. Могу сказать, что когда в 1980 е годы вставала эта проблема (я был главным энергетиком на предприятии), мы решали ее. Мы догова ривались с железной дорогой, потому что нужно было перевозить наших сотрудни ков по ночам. Определенные затраты несла железная дорога. В советское время это можно было делать.

Сегодняшние затраты надо компенсировать. Как РАО "ЕЭС России" собирается их компенсировать? Да никак! В 2002 году соотношение ночной нагрузки и дневной было примерно один к четырем. Сегодня это 0,75. Сегодня предприятию экономиче ски невыгодно заниматься этим делом.

Давайте будем строить мощности, это самое выгодное дело. Искать инвесторов, строить мощности. Вместо того чтобы составить вместе с предприятиями оптималь ный график работы, который устроил бы всех. Да, надо будет идти навстречу друг другу. Энергетика — это улица с двусторонним движением. Другого нет пути.

И последний вопрос — вопрос компенсации реактивной энергии.

Вначале была одна инструкция, выдавали технические условия, в которых запи сывалось, какая должна быть компенсация реактивной энергии при такой то на грузке. Потом выпустили другую инструкцию. Наконец, был третий вариант. ВНИИ электроэнергетики утвердил свою инструкцию в Энергонадзоре, разослал по энер госистемным предприятиям и сказал: "Если вы будете по одному методу считать, по лучите один результат, если по другому — получите другой".

И самая продвинутая энергосистема купила эту методику. Имеется в виду Тю менская энергосистема. И у ряда предприятий коэффициент мощности получился 0,99, а то и единица.

Благо, в то время в министерстве еще работали разумные люди. Я подошел к Б.П. Варнавскому и говорю: "Что то тут не то". И с Божьей помощью кое как отмени ли эту методику. После этого энергосистемы заявили: "А нам вообще не нужна ваша реактивная энергия, мы и так задыхаемся. Отключайте ваши источники тогда. Они нам не нужны".

Это была политика, политика РАО "ЕЭС России". Сегодня им нужно. Если сего дня нужно, тогда давайте работать, опять же на взаимовыгодных условиях, когда ин тересно и потребителю, и вам. Но если опять в обход потребителя мы запишем коэф фициент мощности 0,99, с тем чтобы заодно с него три шкуры драть, тогда из этого ничего не выйдет. Это будет пустая трата времени.

Я был на заводе "Крайслер" в Соединенных Штатах Америки. Прекрасное осве щение. Я спрашиваю: "Кто вам смонтировал это освещение?" Говорят: "Фирма "Эди сон", которая снабжает нас электроэнергией". Причем лампы с исправленной цвет ностью. Я говорю: "Какой интерес фирме заниматься у вас энергосбережением?" Отвечают: "Мы взяли лампы меньшей мощности, но тем самым дали возможность включить дополнительных потребителей, не вводя новых мощностей и не загрязняя окружающей среды". Люди беспокоятся об окружающей среде. К сожалению, этого лозунга мы сегодня от представителей РАО "ЕЭС России" не услышали.

Почему за рубежом такая система, когда взаимный интерес потребителя и энер госнабжающей организации заключается в снижении нагрузки? А у нас кончится все дело тем, что и потребителей не будет, и энергоснабжающей организации. Друг друга утопят.

Почему у нас до сих пор не вышел закон о малой энергетике? Во всем мире уже строят ветряные станции. Закон был отправлен Б.Н. Ельцину на подпись и внезапно исчез. Вот и все. Все знают об этом прекрасно.

А малую энергетику нужно развивать самыми высокими темпами. Мало того, что мы отстаем в техническом прогрессе, мы же и ископаемое топливо тратим, вме сто того чтобы нормально заниматься энергосбережением.

А.Б. Чубайс недавно говорил: вот будут высокие тарифы, тогда пойдет энерго сбережение. Неправильно. Сегодня у нас тарифы достаточно высокие. В Соединен ных Штатах Америки средний тариф для индивидуальных потребителей — 4,8 цента за кВтчас. Посчитайте, какой у нас тариф. Но при этом у нас газ в разы дешевле, чем в Соединенных Штатах Америки. И оплата труда не такая, как в Соединенных Шта тах. Поэтому что говорить насчет дешевых тарифов?

Другое дело, что у нас нет законодательной базы, которая стимулировала бы и ту, и другую сторону заниматься этим вопросом.

Думаю, что результатом конференции должен быть не отчет о том, что сделано, а план того, что нужно сделать, чтобы наладить в России нормальную работу энергетики.

В.Е. Межевич, первый заместитель председателя Комиссии Совета Федерации по естественным монополиям ЭНЕРГЕТИКА И ПОТРЕБИТЕЛЬ — ЭТО УЛИЦА С ДВУСТОРОННИМ ДВИЖЕНИЕМ В прозвучавших выступлениях очень ярко была представлена сторона потреби телей, высказаны претензии, которые потребитель предъявляет к энергетической системе.

Я хочу прокомментировать это исходя из своего жизненного опыта. Я работал и директором электростанции, и заместителем генерального директора крупной энергосистемы как раз в те времена, когда плата потребителей за поставленные ре сурсы задерживалась иногда на полгода. И "живых" денег в рубле расчетов было до 10 %. Остальное было все что угодно — от горбыля до рубероида. И на все это купи то плива, отремонтируйся и так далее.

Я согласен с тезисом, что энергетика и потребитель — это улица с двусторонним движением. Безусловно, энергетика должна учитывать проблемы потребителя, идти ему навстречу, но и потребитель должен понимать, чем сегодня дышит, чем болеет энергетика.

Приведу пример. Понятно, что не только отношения потребителя с ТЭК застав ляют крупных промышленных потребителей уходить от поставок тепла. Во первых, часть из них реально занялась энергосбережением, утилизируя то, что раньше горе ло в факелах, развивая свои тепловые мощности, утилизируя "сбросное" тепло, ис пользуя тепловые насосы. Это прекрасный процесс, который нужно приветство вать, поскольку энергосбережение — это государственная задача.

Есть и такие потребители, которые не заглядывают вперед. Усть Илимский лесо промышленный комплекс, один из самых больших лесопромышленных комплексов в стране. Для него выстроена и в свое время находилась на его балансе теплоэлектро централь. Я был ее директором. Персонал Усть Илимского лесопромышленного комплекса, реализуя программу сокращения издержек, модернизировал коревые котлы, полностью утилизировал все лесные отходы. Это тоже нужно приветство вать. Но они забыли об одном: и энергетика утилизационная, и энергетика на про мышленных предприятиях так же повреждается, как и большая энергетика. Отка зывает оборудование, наступает такой момент, когда нужно взять энергоресурсы на стороне.

Полностью отказались от договора на поставку пара, даже от резервирования.

"Если у нас что то произойдет, давайте вы нам поставите пар, и мы каким то образом в договорных отношениях это определим". Повредились коревые котлы, они кину лись к трубопроводу: "Дайте пар!" А там уже и котлы вывели, как говорится, в дли тельный резерв, законсервировали, и пар энергетики не поставляют. Потери комби ната составили не один миллион рублей.

Сейчас там идет договорной процесс. То есть эти моменты тоже нужно учитывать.

На самом деле в сторону потребителя движение, конечно, идет. Мы уже слыша ли в докладах о внедрении системы регулируемых долгосрочных договоров. Разве это не шаг навстречу потребителю в урегулировании взаимовыгодных условий и по ставок потребления электрической энергии?

Только что одобрена Советом Федерации поправка, внесенная в статью 6 закона о переходном периоде. Для крупных промышленных предприятий, которые имеют на своем балансе и энергетику, и сети, и потребляющие устройства, сегодня нет же сткого императива о необходимости разделения на генерирующую и сетевую ком пании. Тем самым повышается мотивация для крупных промышленных предпри ятий продолжать утилизацию, продолжать производить электрическую энергию, если это выгодно, у себя, на своих объектах.

И второй слой этой поправки — хотя бы немного ослабить дефицит электриче ской энергии в регионах, дать возможность развиваться тем промышленным пред приятиям, которые имеют и финансовые резервы, и возможности для сбыта своей продукции.

То есть я хотел бы, чтобы потребитель тоже понимал производителя электриче ской энергии.

Ю.К. Петреня, генеральный директор НПО "ЦКТИ", технический директор акционерного общества "Силовые машины" СИСТЕМНЫЕ КРИТЕРИИ В ОЦЕНКЕ НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Я хочу прокомментировать некие проблемы, с которыми мы встретились и бу дем встречаться в начале XXI века.

Сконцентрируюсь на двух аспектах, связанных с оборудованием, которое на се годняшний день находится в длительной эксплуатации и еще в течение достаточно длительного периода будет эксплуатироваться, и с группой оборудования, которое должно разрабатываться на будущее.

Если говорить о группе оборудования, имеющего большие наработки, то замечу, что они превышают 200 тысяч часов. По отдельным группам оборудования наработ ки достигают и превышают 200 тысяч часов.

При этом достаточно высок износ оборудования, не всегда используется проект ное топливо, не всегда обеспечиваются проектные условия работы.

Если говорить о распределении по ресурсу, по наработке генераторов в диапазо не мощности 60—1200 МВт, которые эксплуатируются в системе РАО "ЕЭС России", то мы имеем порядка 200 единиц оборудования, которые по срокам эксплуатации уходят за 40 лет.

По данным анализа решаемости и отказа в ремонтах генераторов построена кривая надежности, которая переходит к восходящей ветви уже на сроке службы примерно 40 лет. Конечно, это "средний по больнице" вариант, но тенденция отра жена. И совершенно очевидно, что на разных этапах кривой надежности мы имеем разные влияния различных факторов и разные инструменты, с помощью которых мы можем управлять этой кривой.

Вообще проблема надежности для длительно работающего оборудования — это очень сложная комбинация целого ряда параметров. И эта комбинация должна быть правильно классифицирована и правильно разбита по соответствующим уровням.

Мы должны учитывать особенности конструкции, особенности монтажа после на ладки, особенности изготовления, особенности эксплуатации и так далее.

Поэтому при принятии решения об уровне надежности оборудования в услови ях увеличения срока службы должны реализовываться и применяться достаточно сложные комбинации и исходных баз данных, и методов диагностики, и расчетных методик и процедур. Совершенно очевидно, что, как только мы перемещаемся на восходящую ветвь кривой надежности, мы должны делать все более тонкими и все более точными эти методы. То есть должны все время повышать уровень по материа лам, по методам расчета, по методам диагностики, по методам расчетов на проч ность, по методам анализа как прочностных характеристик и запаса прочности, так и временных характеристик, которые определяют ресурс.

Современные методы, современное поколение методов расчета на прочность дает возможность оценивать длительно работающие элементы, которые определя ют надежность сложных конструкций, паровых турбин.

То есть определяем не только поля напряжений, деформации, выстраиваются поля повреждаемости, определяются зоны, в которых образуется максимальная по вреждаемость, определяются градиенты распределения повреждаемости в этих зонах.

Например, известно, что для стали, сварные соединения которой очень широко в энергетике идут в условиях высоких нагрузок, мы имеем так называемые локальные разрушения, когда накопление повреждаемости, развитие разрушений происходит в очень узких зонах. Поэтому впервые развиты методы расчетов для таких гетеро генных, высоконеоднородных зон применительно к последующей оценке прочно сти, надежности элементов.

Мне хотелось бы обратить внимание на то, что, когда мы говорим о необходимо сти ввода нового оборудования, мы говорим о необходимости инвестиционной со ставляющей старения. Мы должны иметь в виду, что прямым или косвенным обра зом это должно сопровождаться ростом тарифов. Потому что совершенно очевидно, что существенное увеличение ресурса оборудования связано с автоматическим по вышением вероятности снижения надежности, безопасности, с ростом ремонтных затрат. Как следствие — рост штрафов, налогов, расхода топлива. И все эти затраты прямым или косвенным образом должны работать в тарифе.

Поэтому становится чрезвычайно важной тема управление ресурсами, когда мы от системы, связанной с механическим снижением ресурса по некой совокупности показателей надежности, переходим к более сложной системе определения ресур сов.

Это принципиальное, идеологическое замечание, потому что управление ресур сами "тащит" за собой и содержание методов, которые должны реализовываться при увеличении ресурса оборудования. Совершенно очевидно, что в ближайшие 10—20 лет существующее оборудование не будет замещено, будет эксплуатироваться.

Суть перехода к понятию управления ресурсами сводится к тому, что, кроме по казателей надежности, коэффициентов запаса, состояния металла в части повреж даемости и так далее, включается целый ряд дополнительных параметров, которые определяют даже эффективность использования этого оборудования.

В принципе оценка ресурса должна выполняться в не детерминированной, а ве роятностной постановке. И с учетом фактического разброса реально действующих напряжений в конструкции, с учетом разброса характеристик материалов, которые существуют, для элементов, работающих в условиях высоких температур — а это ос новные элементы, определяющие на сегодняшний день ресурс тепломеханического оборудования, — достаточно большой резерв по увеличению ресурса.

Мы можем прогнозировать объемы замещения для групп оборудования при оценке и установлении вероятности изменения характеристик напряженного со стояния и характеристик металла. То есть на самом деле можно оценивать вероят ность возникновения повреждения, разрушения.

Когда мы имеем достаточно малый срок службы, то имеем низкую вероятность разрушения. И по мере увеличения срока службы вероятность разрушения (отказа, аварии) увеличивается.

В то же время увеличиваются затраты, которые связаны с обеспечением безо пасности. Это диагностика, ремонт, замещение оборудования и тому подобное.

Поэтому если рассматривать комбинированный показатель, показатель, кото рый определяет вероятность возникновения отказа, и затраты, которые в этот мо мент могут возникнуть, то существует некое оптимальное соотношение между уров нем безопасности и экономическими показателями по эксплуатации оборудования.

Вот этот диапазон и является оптимальным диапазоном по продлению ресурса и регулирует те или иные элементы. Мы можем этот диапазон смещать в удобном для нас направлении, тем самым занимаясь продлением ресурса оборудования.

Еще одна чрезвычайно важная проблема и на ближайший период, и в буду щем — это формирование и обеспечение квалифицированного кадрового резерва.

Следующий вопрос, о котором хотелось бы сказать. Мы видим, что в последние годы пошел достаточно интенсивный переход на 600 градусов. Проводятся работы по 620 градусам. Планируется выполнение работы в 635 градусов. Реализуются пред ложения по созданию пилотного образца на 700 градусов. Идет работа по проекту, который должен изучить возможности реализации параметров за 800 градусов с достижением КПД такого рода оборудования под 60 %, с достижением на самом деле предельной цифры вплоть до 65 %.

Хотелось бы также еще раз обратить внимание на необходимость создания не коего национального проекта, который позволял бы работать успешно в направле нии создания оборудования высоких параметров с КПД 60—65 %.

Причем такой проект будет стратегическим проектом, потому что продолжи тельность американского проекта — 20—30 лет, продолжительность проекта "Бер лин проджект" — более 20 лет. У нас тоже, кроме краткосрочных программ, обяза тельно должна быть программа такого плана.

Н.И. Серебряников, советник генерального директора ОАО "Мосэнерго" ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ЕЭС РОССИИ Дорогие коллеги! Обсуждаемая тема носит стратегический характер, и очень важно оценить сегодняшний момент, посмотреть, где мы ошиблись и почему при шли к такому состоянию.

Конечно, XXI век — это век бурного развития энергетики. Основой является электроэнергетика как наиболее эффективная, удобная, доступная форма энерго обеспечения.

В докладе В.Ю. Синюгина были намечены три периода: 2006—2010 —"Пробуж дение", 2011—2015 — "Разворот", 2016—2020 — "Расцвет".

Мы оптимисты. Я убежден, что в конце концов мы обеспечим этот расцвет. Но как можно оценить предыдущий период, 15 лет, которые мы прожили с 1990 года?

Было бы несправедливо не "проштамповать", допустим, девяностый год, двухтысяч ный, две тысячи пятый год.

Мы помним, что до 1990 года в России и в СССР вводы составляли: в 1970 году — 10,2 ГВт;

в 1980 году — 14 ГВт;

в 1985 — 8,4 ГВт. Это суммарные вводы. В 1990 году уже 4,6 ГВт — падение практически в два раза. Начиная с 1990 года и до 2005 года мы в среднем вводили 0,3 ГВт в год. Триста МВт мощности.

И в то же время потребление начинало расти. К 2000 году составляло по "Мос энерго" величину в 700 МВт.

При этом мы практически не регулировали вводы, хотя видели, как на нас надви гается эта серьезнейшая проблема. И объяснить это я могу не иначе, как потерей рассудка или ориентировки.

Мы вводили 0,3 ГВт, а в это время Соединенные Штаты Америки — 16 ГВт, а Ки тай — 20 ГВт, а в этом году собирается ввести 70 ГВт мощности. Колоссальное отста вание.

Период 1990—2000 годов — это разгул бартера, неплатежей, когда даже при низ ких тарифах мы не имели возможности обеспечить нормальный уровень эксплуата ции и оплату топлива, еле еле обеспечивали в этих энергосистемах уровень заработ ной платы. И, очевидно, это был период какой то эйфории, погружения в сон, несо противления, непринятия должных мер.

Сегодня Б.Ф. Вайнзихер сказал, что если мы ничего не делаем, то в конце концов приходим к состоянию краха.

Период с 2000 по 2005 год — это уже период поиска истины. Никто не верил, ко гда "Мосэнерго" объявляло о кризисном состоянии, катастрофической потере тех резервов, которые были созданы до 1990 года.

И в результате в 2002 году мы потеряли весь свой резерв, у нас появился дефи цит. Мы много об этом говорили, подсчитывали, но была какая то эйфория, верили, что мы выживем.

В конце концов произошло то, что произошло. Произошла энергетическая ава рия в мае 2005 года, захватившая Москву и соседние области. Мы потеряли за одну эту аварию около шести электростанций в Москве, которые "сели на ноль". Другие потеряли половину мощности, и мы были на грани полного обесточивания. Хотя удержались и через сутки восстановили энергоснабжение. Вот это можно назвать пробуждением на самом деле.

Наконец, январь и февраль этого года, когда на улице держалась температура минус 30°, причем продолжительное время, что имеет решающее значение. Насту пает холод в квартирах, и люди стихийно начинают включать электрообогревающие элементы и разваливают энергосистему — в плане возможностей обеспечить энер госнабжение.

Наступил период отключения потребления. Пусть это были малые величины, но они, конечно, недопустимы.

Какие можно сделать выводы? В основе развития современной электроэнерге тики лежит органическое топливо: газ, нефть, уголь. Его запасы расходуются катаст рофически быстро. Газа и нефти, по прогнозам, осталось на несколько десятилетий, угля — может быть, на столетие или чуть побольше.

Для надежного энергоснабжения в будущем должны быть приняты меры по энергосбережению, по созданию альтернативных видов производства электроэнер гии. Это гидроэнергетика и атомная энергетика. В СССР и в России были достиже ния на обоих этих направлениях, сегодня они развиваются недостаточно в сравне нии с другими странами. Гидроресурсы используются примерно на 23 %, выработка на гидростанциях составляет всего 16 % от общей выработки. А, допустим, Канада, Швейцария, Бразилия, Норвегия вырабатывают на гидроэлектростанциях 60—90 % всей электроэнергии в стране.

Мощность наших атомных электростанций примерно 22—23 ГВт. Это 11 % от мощности наших электростанций, которая составляет чуть больше 200 ГВт. Черно быльская авария резко оборвала строительство атомных электростанций. За эти годы мы не вводили в строй атомные электростанции, за исключением одного двух блоков за два три года.

А оборудование атомных электростанций на 50 % уже устарело, и стоит вопрос о безопасности дальнейшей его эксплуатации, о необходимости принятия специаль ных мер для того, чтобы обеспечить безопасность. В памяти людей живет черно быльская авария.

С другой стороны, развитие гидроэлектростанций и атомных электростанций позволит смягчить обстановку с необходимостью обеспечения экспорта газа и нефти.

Президент России сказал о том, что нужно до 2025 года довести производство электроэнергии на АЭС от общего уровня с 16 % до 25 %. И это уже неплохо. Это оз начает огромный объем работ. Надо, чтобы мощность атомных электростанций была примерно 40—45 ГВт, то есть увеличена в два раза. Значит, каждый год надо вводить новых мощностей на атомных электростанциях по 1 млн. кВт. А если учиты вать возможный вывод из работы атомных электростанций, очевидно, надо вводить ежегодно примерно по два блока. И времени мало: двадцатилетие — очень неболь шой срок.

В свое время наша страна ежегодно обеспечивала такие вводы, и даже больше.

Мы можем опять добиться этого, но какие усилия, какая воля потребуются!

Главное стратегическое направление — это обеспечение надежного энерго снабжения нашей страны на ближайшие 10—30 лет. Это, безусловно, разворот и строительство гидростанций, использование наших гидроресурсов и строительство атомных электростанций, сбережение природных ресурсов.

Надо взять за образец Францию, в которой 80 % электроэнергии вырабатывают на атомных электростанциях, 13 % — на гидроэлектростанциях и только 7 % — на станциях на органическом топливе.

Другое направление — сокращение издержек и ликвидация дефицита энергоре сурсов, что имеет место в Москве, Тюмени, Санкт Петербурге. Может быть, не ста вить задачу догонять Китай — они в этом году собираются ввести уже 70 ГВт, а мы скорее всего 1 ГВт, но надо пытаться наверстывать упущенное за 15 лет.

Мы потеряли приоритет в энергомашиностроении. Парогазовые установки, с помощью которых мы хотим повысить коэффициент полезного действия, или созда ются на основе лицензий, купленных за рубежом, или просто покупаются у ино фирм.

А без них нельзя обеспечить нужный коэффициент полезного действия, энерго сбережение. Обеспечить подъем нашего энергомашиностроения — очень важная и решающая задача. Я поддерживаю позицию РАО "ЕЭС России", которое купило ак ции Ленинградского металлического завода и предполагает каким то образом обес печить его развитие. Но пока мы находимся на той точке, о которой я говорил.

Надо обратить внимание на маленькие газотурбинные установки мощностью 10—25 МВт, которые могут обеспечить выработку электроэнергии в парогазовых установках в малых городах.

Наконец, проблема строительства и цен. Исключение инвестиционной состав ляющей из тарифов на электроэнергию является причиной той ситуации, когда энергетики, все понимая, не могли начать строить новые мощности.

Это, на мой взгляд, ошибка страны, ее надо исправлять. Никуда мы не денемся от того, что тарифы будут расти, так как будет расти цена на топливо.

Мы теряем не только мощности, мы теряем и строительно монтажные кадры.

Профессионалов осталось около 20—30 %, может быть, 50 %. Надо учить людей, кото рые должны прийти и в атомное строительство, и в энергетическое строительство.

Вызывают недоумение существующие цены на энергетическое топливо — газ, мазут и уголь. Почему же самое выгодное и экологичное топливо — газ стоит в два три раза дешевле, чем мазут, в полтора два раза дешевле, чем уголь?

Мы в этом же январе жгли уже мазут. И сожгли примерно 200 тыс. тонн мазута.

Обеспечили с надрывом энергоснабжение. Вы думаете, мы что нибудь выиграли от того, что продали больше электроэнергии? Мы понесли убытки в объеме 500 млн.

рублей, потому что жгли более дорогое топливо, которое, кстати говоря, с трудом доставлялось на предприятия.

Все перевернуто с ног на голову, и это при наличии соответствующих мини стерств, институтов и так далее. Очевидно, надо этот вопрос как то решать и оцени вать органическое топливо, исходя из его достоинств. Если это не будет сделано, то эксплуатационники не станут добровольно жечь уголь и мазут на своих электро станциях. Это им невыгодно.

И, наконец, последнее. Это касается только "Мосэнерго". Московская система состоит из ТЭЦ. У нас есть наши тепловые электрические сети. И сейчас произошло реформирование. Я думаю, ошибки надо признавать. Во всех городах, где есть ТЭЦ, она выделилась на генерирующую мощность вместе со своими тепловыми сетями. В Москве этот "хвост" отрубили. Он теперь уже не наш. И мы вынуждены вести режи мы, имея все органы управления на электростанции. Сетевые насосы, перепады, гидравлические удары и так далее, и так далее — все регулируется там. При авариях мы должны сотрудничать с тепловыми сетями. Они уже не наши, и мы ими не управ ляем. И это, конечно, только мешает. Думаю, что в Москве этот вопрос тоже должен быть пересмотрен.

Н.А. Рябов, главный менеджер по проектам ГТЭ 110 НПО "Сатурн" ПРЕДЛОЖЕНИЯ НПО "САТУРН" В ОБЛАСТИ ПОСТАВОК ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГОСЕТЕЙ И ЕДИНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ В России с ее огромной территорией и 11 временными поясами Единая энергети ческая система — это объективно правильный выбор, который способен обеспечить энергоснабжение такой большой страны. Для стабильной работы Единой энерго системы необходимо обеспечить компенсацию любого аварийного отключения под ключением резерва генерирующих мощностей. А для этого необходимо обеспечить наличие резерва и критерий надежности этого резерва, который сформулирован в концепции технической политики РАО "ЕЭС России" на 2005—2009 годы.

Ситуация с износом генерирующих мощностей неоднократно освещалась. По этому насущно стоит вопрос о реновациях основных фондов. Ситуация с обновле нием основных фондов генерирующих мощностей Российской Федерации имеет ряд особенностей. Имеется некоторый избыток генерирующих мощностей в 14 энергосистемах из 84 по сравнению с фактической потребностью, который в свя зи с прогнозируемым ростом энергопотребления будет очень быстро исчерпан. Вто рая особенность — большой износ основных фондов, более 60 %. Необходимо фор мирование альтернативной энергетики, так называемой малой энергетики.

В связи с этим неотложной задачей для обеспечения надежного энергообеспече ния энергодефицитных районов страны в 2007—2008 годах необходимо обеспечить покрытие прогнозируемого дефицита мощности. На этом рынке НПО "Сатурн" по зиционируется как поставщик газотурбинных энергетических установок с мощно стным рядом от 2,5 до 110 МВт.

При создании энергетических газотурбинных установок персонал НПО "Са турн" руководствуется принципом трех "к": качество, комплексный подход, конку рентоспособность. В НПО "Сатурн" есть система внутренних стандартов качества и система внешнего аудита. В качестве аудитора действует международное бюро "Ве ритас". С 2000 года НПО "Сатурн" сертифицировано по международной системе ка чества. И высокий уровень технологических возможностей предприятия подтвер жден сертификатами на соответствие международным стандартам СТО 9001 9002 и американского аэрокосмического сертификата АС 9100. При очередной аттестации НПО "Сатурн" получило оценку 94,1 % из возможных 100. Это объективно высокий показатель.

Представленный НПО "Сатурн" мощностной ряд энергетических газовых тур бин базируется на унифицированных газогенераторах с максимальным сохранени ем размерности машин, что упрощает решение вопросов технологического освое ния и последующей эксплуатации. Самой большой машиной в этом размерном ряду из освоенных в НПО "Сатурн" является газовая турбина КДД 110.

Имеющаяся в НПО "Сатурн" производственная база позволяет изготавливать от 4 до 6 газотурбинных энергоустановок с комплектом сопутствующего оборудования на базе КДД 110. А при развитии кооперационной системы мы планируем увеличить объемы производства до 11 энергоустановок в год. Анализ сравнения стоимостных и технических параметров КДД 110 показывает, что данная турбина относится по ос новным техническим показателям, таким, как КПД, степень сжатия в компрессоре, температура газа на турбине, к газовым турбинам четвертого поколения. То есть это достаточно современный уровень. Она является конкурентоспособной по стоимо сти и такому интегрированному параметру, как киловатт установленной мощности.

Испытания КДД 110 были произведены заказчиком на территории Ивановской ГРЭС. Из средств РАО "ЕЭС России" профинансировано строительство испытатель ного стенда с энергетическим оборудованием, позволяющим обеспечить выдачу электрической мощности из сети. Мощность 110 кВт.

Все процессы на энергоблоке стенда автоматизированы и объединены в систему автоматизированного управления. Запуск будет осуществляться дистанционно с пульта одним оператором. Численность эксплуатационной смены оперативного персонала — 4 человека.

Раскрутка блока производится из системы управления. При запуске турбогене ратор выполняет функцию электродвигателя. При достижении необходимых оборо тов для запуска газовой турбины переходит в режим турбогенератора. На оборудо вании стенда ГРЭС успешно проведены межведомственные испытания оборудова ния КДД 110. И заключение подписано председателем правления РАО "ЕЭС Рос сии". Этим заключением КДД 110 рекомендована к внедрению на объектах РАО "ЕЭС России".

На базе КДС 110 институтом "Теплоэлектропроект" оформлен макет предложе ния по компоновке парогазовых блоков мощностью 170 МВт и 325 МВт — это двух вальная схема, которая реализуется сейчас в составе первого блока 325 на Иванов ской ГРЭС.


Все оборудование блока поставляется российскими предприятиями. Турбогене раторы, системы управления — это "Электросила". Газовая турбина — это НПО "Са турн". Утилизаторы — "Сиамар". Паровая турбина — "ЛНЦ". Разработчик систе мы — ЗАО "Виктор автоматика". Это схемы блоков 325, которые строятся на Ива новской ГРЭС.

Генподрядная организация, которая осуществляет сейчас строительство блоков на Ивановской ГРЭС, — это внешнеторговое объединение "Технопромэкспо". Ген проектировщик — институт "Теплоэлектропроект".

Выполненные специалистами НПО "Сатурн" газодинамические тепловые рас четы позволяют сформулировать предложения по развитию мощностного ряда га зовых турбин мощностью 65, 140 и 160 МВт на базе КДД 110, с сохранением размер ности газовых турбин и при минимальных конструктивных изменениях, что практи чески очень быстро позволит при наличии заказчика освоить производство этих турбин.

В НПО "Сатурн" совместно со специалистами по маркетингу проведены иссле дования энергетического рынка, существующего в России. Анализ рынка показыва ет, что значительный сегмент рынка формируется на базе электроустановок малой мощности, причем мощностной ряд этих установок от 6 до 20 МВт. Они составляют основу рынка малой энергетики. На основании этих выводов в НПО "Сатурн" освое но производство газовых турбин мощностью от 2,5 кВт — это ДНС 49, мощностью 2,5 МВт, 6—8 МВт и турбины мощностью до 10 МВт.

Оборудование поставляется блоками повышенной заводской готовности. Испы тания проводятся комплексно, со снятием характеристик и проведением 72 часовых испытаний на заводе. Все отгружаемое оборудование предъявляется заказчику. Это позволяет значительно сократить сроки монтажа и ввода в эксплуатацию.

Газотурбинные двигатели мощностью 6—8 МВт используются в качестве над строек к существующим ТЭЦ и используются в районах, где имеется дефицит гене рирующих мощностей либо не развита энергетическая инфраструктура. Все новые нефтегазовые месторождения имеют фактически автономное энергоснабжение, как здесь уже говорилось. В этих проектах мы также участвуем.

На территории промплощадки НПО "Сатурн" действует наша электростанция.

Мы ее используем в качестве испытательного стенда и демонстрационного объекта.

Наработки составляют свыше 40 тыс. часов.

Эта электростанция построена в связи с высокой потребностью в надежном электроснабжении по техническому заданию заказчика. А электростанция мощно стью 12 кВт построена в качестве надстройки к существующим ТЭЦ в городе Моск ва. Это районы Митино и Марьино. Объекты эксплуатируются достаточно надежно.

Электростанция мощностью 24 МВт построена в тундре, на объекте "Южное ме сторождение". Это центральный пункт сбора нефти корпорации "Лукойл". Место рождение "Южношахтинское". Требуется независимое энергоснабжение. Объект эксплуатируется. И каждый год руководство объекта посылает благодарственное письмо за надежное теплоснабжение. Завершается строительство электростанции муниципального образования Михайловка. Там дефицит генерирующих мощностей.

Представлены перспективные двигатели поколения "4+" на базе унифициро ванного газогенератора;

мощностным рядом 4, 6,3, 10 МВт. Этот двигатель в основ ном используется сейчас для привода газоперекачивающих агрегатов на объектах "Газпрома". На предприятии есть наработки для использования в качестве высоко эффективного энергетического привода.

Я еще раз подчеркиваю, что наши специалисты, исследовав рынок, пришли к за ключению, что малая энергетика свой сегмент на рынке тоже будет иметь. И это под тверждается опытом эксплуатации энергосистем развитых стран. На рынке США малые и независимые производители занимают около 30 % рынка. Это позволяет системе быть гибкой и при незначительных вложениях ликвидировать дефицит ге нерирующих мощностей.

Ф.Л. Коган, заместитель главного инженера фирмы ООО "Пресс" ВОПРОСЫ О ЗАМЕНЕ ИЛИ ПРОДЛЕНИИ РЕСУРСА ТУРБО ИЛИ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ Сама по себе проблема замены турбогенераторов, которые выработали свой ре сурс, или возможности продления срока их службы актуальна во всем мире. В на стоящее время на электростанциях в России находится в эксплуатации около различных по мощности и конструктивному исполнению турбогенераторов, гидро генераторов — ближе к 2000, в том числе около 350 турбогенераторов с непосредст венным водородным или водородно водяным охлаждением мощностью 150— МВт. Около 520 турбогенераторов с форсированным водородным охлаждением мощностью 60—120 МВт. На сегодня из этого количества турбогенераторов больше 70 % уже отработали минимальный срок службы, назначенный им по ГОСТу. А неко торые из них при неоднократных модернизациях отработали уже по 2—3 установ ленных для них минимальных срока. И возможность дальнейшей безаварийной ра боты вызывает тревогу у общественности.

Дело в том, что в отличие от теплотехнического оборудования, где больше опре деленности в части паровых турбин, постоянно работающих в тяжелых условиях (540°, 24 Мпа), для турбогенератора практический срок службы не может считаться определяющим до фактического решения вопроса о необходимости его замены или модернизации с целью продления ресурса. Очень большая разнотипность. Соответ ственно, существенно разные конструктивные исполнения машин. Разные заводы.

Разные технологии изготовления. Различный уровень эксплуатации на электростан циях. Различные условия в разных энергосистемах, где работает турбогенератор.

Различные количества пусков, остановок и всякого рода аномальных режимов, ко ротких замыканий, несимметричных режимов и так далее. Все это является опреде ляющим для того, чтобы решать вопрос о замене или о продлении срока службы.

Однозначное решение можно принимать только в случаях замены для сущест венного увеличения мощности турбины, когда путем модернизации невозможно обеспечить мощность, которую может обеспечить турбина. Это довольно яркий слу чай. Или в отношении отдельных типов турбогенераторов. Там многолетний опыт эксплуатации показал их ненадежность и резкое увеличение в последние годы выво да в ремонт и продолжительности простоя в ремонте.

Следует подчеркнуть, что одной из основных причин быстрого и опасного ухуд шения технического состояния является несвоевременное выявление и устранение дефектов основных частей: сердечника, статора, ротора, крепления обмотки, банда жей — на ранней стадии развития. Наоборот, своевременное "лечение" именно на ранней стадии обусловливает будущее продление ресурса машины. Необходим ин дивидуальный подход, основанный на результатах диагностики, обследования каж дого конкретного турбогенератора с одновременным анализом предыстории и из менившихся за годы эксплуатации условий его работы. И задачу продления ресурса турбогенератора следует решать не тогда, когда уже исчерпан ресурс, назначенный ГОСТом, а задолго до этого, в процессе эксплуатации турбогенераторов. Это и будет тем самым управлением ресурсом.

Более того, практика показала, что контроль состояния основных узлов необхо дим с первых лет эксплуатации. В конструкции турбогенераторов, которые стали выпускаться после 1980 года уже по новому ГОСТу 1976, 1985 года, были массово реализованы новые технические решения. Установка в торцевой зоне сердечника медных экранов и магнитных шунтов, повсеместное использование тепло реактив ной изоляции стержней, жестких систем крепления обмоток и целый ряд других со временных решений позволили установить назначенный срок службы генератора уже не 20 лет, а 25—30 лет. А после 2000 года он уже установлен 40 лет. Правда, у нас полный назначенный срок службы 40 лет. Что такое полный, непонятно.

Тем не менее мы имеем такие случаи в последние годы, когда некоторые быстро развивающиеся дефекты конструкции приводят к развитию серьезных аварий уже в первые годы эксплуатации. На Нижневартовской ГРЭС машина 800 МВт вышла из строя уже через несколько дней после ввода в эксплуатацию. На "Мосэнерго" турбо генератор 110 МВт, через полгода после модернизации крупная авария с выходом из строя надолго. И таких примеров немало.

Относительно высокой доли повреждаемости в первые годы эксплуатации. Это в значительной мере определяется недостаточной обработкой на заводах. Необхо димо более широкое внедрение методики создания стендов и макетов на заводах для своевременных полноценных испытаний. С другой стороны, необходимо оснаще ние машин более полноценными системами диагностики. И вторая важная часть за дачи, о которой давно уже следует говорить, — постановка вопроса об обязательном гарантийном обслуживании вновь установленных турбогенераторов на месте уста новки. Это само собой разумеющееся. На деле все перевернуто с ног на голову.

Нужно прямо сказать, что сегодня система гарантийного обслуживания у нас практически отсутствует. В технических условиях имеется формальная запись на выпуск машин. Это касается не только турбогенераторов. Это касается практически всех видов оборудования в энергетике, и не только в энергетике. Имеется формаль ная запись о том, что завод изготовитель гарантирует показатели при условии со блюдения правил эксплуатации. Однако условия реализации этой гарантии нигде конкретно не раскрыты. И получается парадоксальная вещь. Если мы покупаем те левизор или стиральную машину, то уверены в том, что в случае необходимости по гарантии нам заменят поврежденные узлы либо целиком стиральную машину. А при покупке генератора потребителя за много лет "хлебной" жизни приучили к тому, что при его повреждении он сам платит за запасные части и ремонт. Такое положение сложилось в условиях монополизма заводов изготовителей и централизованной ад министративной системы хозяйства. Как правило, раньше выпуск заводами машин диктовался конкретными плановыми сроками: столько то машин таких то мощно стей в таком то году, независимо от того, когда они будут установлены. С одной сто роны, это мешало довести машину на заводе изготовителе. С другой стороны, она потом лежала несколько лет далеко не в тепличных условиях на том месте, где должна монтироваться.


Электростанции тоже ни на что не влияли. Они не влияли на тарифы. Не распо ряжались доходами от продажи электроэнергии. Фактически они не отвечали за убытки этой отрасли, разве что работники премиальных лишались. Все оплачивало государство. Государство распределяло денежные средства из одного своего карма на в другой, то есть между заводами изготовителями и потребителями электростан циями, которые работали на конечного потребителя, с которым тоже не считались.

Отсюда все убытки.

Надо понять, что в рыночной экономике ситуация в корне меняется. С развити ем в электроэнергетике рыночных отношений генерирующая компания будет нести большие убытки от повреждения и простоев оборудования. И она будет сопостав лять затраты на замену оборудования новым с затратами на профилактику, на диаг ностику с целью своевременного предупреждения аварий и продления ресурса обо рудования. То же самое управление ресурсами.

Поэтому сегодня своевременно поставить вопрос о необходимости пересмотра заводами их подходов к реализации гарантий таких показателей, как наработка на отказ. Нас не устраивает этот показатель. Средняя наработка на отказ у нас гораздо больше, чем на зарубежных машинах. Нас теперь интересует наработка на отказ ка ждой конкретной машины. И показатель готовности к пуску, который, если машина выводится в ремонт, резко снижается. И эти гарантии должны включать обязатель ства завода в случаях аварий по его вине оплатить убытки, которые сегодня несет эксплуатирующее предприятие. А это значит, что в течение гарантийного срока за вод обязан бесплатно поставить запасные части, выполнить или оплатить ремонт, нести ответственность за его качество и оплатить убытки компании от недоотпуска электроэнергии за время ремонта.

С другой стороны, заводы будут предъявлять претензии генерирующим компа ниям за то, что они недоотпустили электроэнергии и у них были простои. Конечно, эти вероятные затраты должны быть оценены в соответствии со стоимостью маши ны. Понятно, стоимость машин возрастет. Тогда будем сопоставлять стоимость и га рантии машин, которые изготовляют наши заводы, со стоимостью и обеспеченными гарантиями машин, которые предлагают зарубежные компании.

И в конечном счете такая постановка вопроса о гарантийном обслуживании и материальной ответственности заводов изготовителей за каждое нарушение рабо тоспособности и за уменьшение показателей готовности по вине завода заставит за воды активней развивать и совершенствовать методы диагностики турбогенерато ров на месте их дислокации. В конечном счете выиграют все. Это, конечно, требует поворота прежде всего в наших умах и составления совершенно другого контракта на закупку оборудования. Должно быть очень многое оговорено, чтобы потом уменьшить арбитражные споры о том, кто виноват — эксплуатационный персонал или завод. Но эту проблему, нам представляется, надо ставить и решать.

По многим вопросам, которые здесь поднимались, есть альтернативные реше ния. Говорилось о том, что стали строить газовые котельные, вместо того чтобы поль зоваться централизованным теплоснабжением. Стали строить газовые котельные потому, что начали сопоставлять. С одной стороны, сколько надо потратить средств, чтобы протащить в новые районы трубопроводы, тепловые сети. С другой стороны, газ сегодня дешевый, а завтра подорожает. И что будет с этими газовыми котельны ми, трудно сказать. Любой вопрос многосторонен, надо его спокойно обсуждать.

Л.А. Добрусин, академик Академии электротехнических наук Российской Федерации, доктор технических наук, старший научный сотрудник Всероссийского электротехнического института им. В.И. Ленина (ГУП ВЭИ) ПРОБЛЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРОСЕТЯХ РОССИИ И ПУТИ ЕЕ РЕШЕНИЯ* Уважаемые коллеги! Здесь аудитория докладчиков разделилась на две группы.

Первая группа — молодые, энергичные, которые живут в капитализме, работают по схеме: нам деньги, инвестиции, тарифы, вам даем товар такого качества, какого мо жем дать, и снова деньги, которые идут к нам. Больше денег.

Вторая группа относительно малочисленна, два докладчика. Один доклад — на циональный. Второй доклад — патриарха энергетики, который прекрасно проана лизировал все то, о чем забыли сказать энергичные молодые люди.

Я принадлежу к малочисленной категории. Проблема, на которой я хочу акцен тировать ваше внимание, напрямую не связана с экономическими и политическими изменениями, которые произошли в нашей жизни за последние 15 лет. Это хрониче ская, перманентная болезнь нашей электроэнергетики, которая наносила и продол жает наносить огромный ущерб народному хозяйству России, энергетике России.

Вот, пожалуйста, цифры — 10 млрд. евро в год. Эти цифры опубликованы, этим занимается Европейская ассоциация. Те самые 10 миллиардов, которые уважаемое РАО "ЕЭС России" просит на инвестиции, чтобы дать нам надежное электроснабже ние в ближайшие три года. Дадут ли они качественное электроснабжение, это во прос. А то, что они деньги получат, вопросов у нас нет. Почему? Потому, что нет сей час препятствий для того, чтобы проводить мероприятия по повышению качества электроэнергии. Есть закон от 31 декабря 2003 года. Три года он уже работает. 7 лет на то, чтобы были введены новые технические регламенты. Стандарты стали добро вольными. Только требования безопасности стали обязательными. Что меня настораживает?

Уважаемый докладчик из РАО "ЕЭС России" показал перечень регламентов. В нем нет регламента, который устанавливал бы нормы на качество электроэнергии.

Между прочим, такой регламент разрабатывается. Это общий технический регла мент. Несколько искусственно, конечно, туда введены обязательные требования по качеству электрической энергии.

Регламент внесен депутатами Госдумы, на него получен отзыв Правительства в конце прошлого года. В целом концепция поддерживается, хотя вопросы качества электроэнергии там явно не обсуждаются.

* В Приложении (с. 108—111) даются иллюстративные материалы к выступлению.

Этот регламент опирается на европейские принципы, так называемое соответ ствие. Что это такое? Есть стандарты, которые в Европе и у нас проводят одну кон цепцию, а у нас такой стандарт 13.109.97. — норма качества электроэнергии в элек трических сетях общего назначения. Если мы провели испытания качества электро энергии и этим стандартам соответствуем, значит, можно выдавать сертификат, декларацию и так далее. Поэтому ничего не даст решение о стандарте качества элек троэнергии. Будет тот же самый стандарт, только надо его реализовывать.

Есть правовая основа: Гражданский кодекс и статья 38 закона об электроэнерге тике. В соответствии с нормами эти вопросы должны решаться в обязательном по рядке. А что получается на самом деле? Электроэнергия в 1997 году была введена в номенклатуру продуктов и услуг, подлежащих обязательной сертификации. Тогда еще действовал стандарт 1987 года, в том стандарте шесть показателей, в том числе важнейшие. Но благодаря определенным действиям РАО "ЕЭС России" все это было выхолощено, и осталось два показателя: отклонение частоты и отклонение напряже ния. Не спорю, это важные показатели. И дальше началась эта работа.

Что такое сертификация? В трех точках центра за семь дней по ГОСТу проводят ся аккредитованные лабораторные испытания электроэнергии. Получили сертифи кат. Дальше контрольные органы через определенное время проводят контроль. Но даже сейчас все эти данные закрытые, потому что проводятся закрытые аудиты. Я думаю, дело не в регламенте, а в сути. Те, кто продает электроэнергию, должны обес печить ее качество. Не должно быть отклонений в напряжении по крайней мере по шести показателям. А если они качество не обеспечивают, то должны недополучать деньги при сохранении уровня тарифов для населения. Пусть они работают и обес печивают нам качественную продукцию на уровне Европы.

Наиболее эффективная политика проводится во Франции и Великобритании.

У нас есть предложения, их не слушают. Есть программа гибких линий, есть энергетики, научные руководители. Ставка делается на мощные полупроводнико вые устройства в сетях 110, 220, 500 кВ.

За весь советский период практически только одно полупроводниковое устрой ство большой мощности внедрено в электроэнергетику. Это "вставка" на границе Финляндии и России. Она работает и сейчас, хотя уже устарела.

Надо вводить учет расчета за электроэнергию на уровне балансового раздела энергоснабжающих предприятий с учетом качестве электроэнергии. Например, но вые счетчики, разработки есть. Зачитаю конкретные предложения. Хотелось бы, чтобы их обсудили на нашем "круглом столе".

РАО "ЕЭС России" разработать программу повышения качества электроэнер гии в электрических сетях России до уровня норм, установленных ГОСТом 97.

Министерству промышленности и энергетики Российской Федерации выпол нить маркетинговые исследования ущерба, наносимого экономике Российской Фе дерации низким качеством электроэнергии. Может быть, тогда и 15 миллиардов найдутся. Организовать тендер на разработку счетчика электроэнергии с коррекци ей по ее качеству.

Министерству экономического развития и торговли Российской Федерации разработать шкалу скидок при расчетах за электроэнергию при ее низком качестве.

Заслушать доклад РАО "ЕЭС России" по проблеме повышения качества электро энергии на следующем заседании "круглого стола".

Еще я хотел бы обсудить такой вопрос. Московская авария. Какой вывод сделали руководители? Они говорят: дайте нам деньги, 15 миллиардов. А из за чего произош ла эта авария?

Руководство нашего института входило в комиссию Ростехнадзора. Там сделан такой вывод. Не может развалиться система оттого, что сгорел один трансформатор.

Основная причина — потеря квалификации диспетчерского персонала. Преподава тельский состав старый. Эти вопросы РАО надо тоже финансировать.

Другая точка зрения. Не хватило источников реактивной мощности. Но нашли же они их, очень быстро восстановили. Еще говорили, что дело передано в прокура туру. Ладно, накажут стрелочника, но хотелось бы, чтобы представители РАО дали свой анализ, свое видение.

Е.В. Колосова, исполнительный директор ЗАО "ПМСОФТ" УПРАВЛЕНИЕ ПРОЕКТАМИ КАК ИНСТРУМЕНТ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ* Я хотела бы затронуть тему, которая сегодня звучала, но немножко под другим углом. Сегодня все говорили об обеспечении надежности, о том, что необходимы ин вестиции, чтобы обеспечить надежность энергосистемы. Но каким образом управ лять этими инвестициями, каким образом направить эти инвестиции в то русло, в ка кое требуется? Не секрет, что очень часто бывает так: проект начинает реализовы ваться, а потом оказывается, что на него не хватает тех средств, которые были выде лены. И здесь встают вопросы управления. Именно о вопросах управления я хотела бы сегодня поговорить.

Докладчики, которые сегодня выступали, представляли основных участников энергетического рынка. И каждый из них говорил о своих проблемах, о решениях этих проблем, о собственных проектах. Это ремонт существующих мощностей, строительство новых мощностей, создание новых информационных систем, их под держание, разработка счетчиков, поддержание надежности линий, строительство новых линий электропередачи.

Безусловно, для каждой компании это проект. Каждая компания сегодня (по крайней мере большинство из них) позиционирует себя как компания, способная управлять проектами. Если мы посмотрим на комплекс всех этих мероприятий, то это задача портфельного управления. И все эти задачи должны быть сбалансирова ны. Потому что инвестиции ограничены. Вопросы дефицита инвестиций звучали се годня во многих докладах. Раз так, то требуются не просто методы управления каж дым конкретным проектом в каждой конкретной организации. Но требуются мето ды управления портфелями проектов как для компании в целом, так и для отрасли. И отраслевые аспекты управления портфелями проектов, на сегодняшний момент очень важны.

Я хотела бы немного поговорить именно о методах управления портфелями про ектов. Здесь существуют опробованные методы, опробованные средства, которые хорошо себя зарекомендовали не только на зарубежном, но и на российском рынке.

Стандартная процедура первого этапа — стратегическое планирование. Далее фор мируется портфель проектов, который призван реализовать эту стратегию. Затем появляется конкретный проект, и на стадии реализации проектов необходимо обес печивать планирование и контроль. Правда, на деле все чаще ограничивается разговорами.

Дальше — анализ текущей ситуации, принятие решений, возврат к анализу ок ружающей ситуации, возврат к переосмыслению стратегических целей, потому что * В Приложении (с. 112—118) даются иллюстративные материалы к выступлению.

окружение меняется, ситуация меняется, корректировка состава портфеля. И цикл продолжается. Очень важно, чтобы цикл был постоянным.

Если сама постановка портфельного управления существует, то необходимо обеспечить управление каждым конкретным проектом. Здесь ничего нового нет.

Чаще всего за основу берут руководство по управлению проектами американского института PMI. Это общественная организация, которая разрабатывает стандарты в области управления проектами. Существует российская организация управляющих проектами. Существует московское отделение PMI, которое все это поддерживает в России, развивает, проводит конференции.

Абсолютно стандартный тезис: при управлении проектами необходимо обеспе чить управление сроками, ресурсами, бюджетом, коммуникациями, изменениями, рисками, интеграцией. Но почему то не всегда он работает. Почему?

При реализации проекта всегда возникают какие то непредвиденные обстоя тельства, проблемы. Если о проблемах умалчивается, если те, кто может их решить, узнают о них не сразу, то возникают задержки, что выражается в увеличении стои мости проекта. В конце концов проект реализуется позднее с увеличением бюджета, других ресурсов. Фактически нельзя сказать, что проект закончился успешно. Мы построили новый объект позднее. Значит, мы помешали осуществить более важные и крупные цели.

Почему такие задержки возникают? Реализация каждого проекта, особенно та кого крупного, как энергетический проект, предполагает большое количество участ ников. Они все расположены в какой то вертикальной иерархии. Запрос об инфор мации идет сверху вниз, потом эта информация поднимается наверх. Проходит вре мя, порой это две недели, пока информация "гуляет" по различным уровням испол нителей. Этого достаточно для того, чтобы задержка стала критической.

Информация входит в разных форматах. В результате получается, что получае мая наверху информация совершенно не соответствует тому, что происходит на объекте. И возникают те самые проблемы, которые приводят к неминуемым сры вам.

Решением является информационная система. Такие информационные систе мы мы внедряем. Но для их работы недостаточно купить программное обеспечение.

Нужно обучать людей, прописывать регламенты, процедуры, наполнять базу дан ных, и этим надо заниматься каждый день. И это приводит в уныние наших клиен тов. Тем не менее здесь нет ничего нового. Это та самая старая система, которая ра ботала длительное время, от которой отказались, когда начались "темные" времена.

Но теперь опять все к этому вернулось. И сегодня те стройки, которые идут успешно, идут именно таким путем, когда большое количество людей занимается планирова нием, сбором информации, и каждый день имеется точная информация о том, что происходит на объекте.

Система должна быть многоуровневой, она должна быть ролевой, потому что в проекте участвует достаточно большое количество разных типов участников. Это заказчики, инвесторы, собственно руководители проектов. И далеко не все право вые аспекты этой роли руководителя проекта отработаны. В этом плане необходимо думать о законах, которые обеспечивают руководителя проекта полномочиями по его реализации.

РЕКОМЕНДАЦИИ "КРУГЛОГО СТОЛА" НА ТЕМУ "НАДЕЖНОСТЬ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ" Участники "круглого стола" "Надежность Единой энергетической системы Рос сии", проходящего в рамках IV Всероссийского энергетического форума "ТЭК Рос сии в ХХI веке", в результате обсуждения вопросов формирования правовых и эко номических условий обеспечения надежного функционирования и развития Еди ной энергетической системы России отмечают следующее.

В настоящее время в Единой энергетической системе России складывается кри тическая ситуация с обеспечением надежности ее функционирования. В результате роста энергопотребления в сочетании с недостаточными инвестициями в генери рующие и сетевые активы в крупных промышленных регионах дефицит энергети ческих мощностей уже стал фактором, тормозящим экономическое развитие, а в ряде российских регионов дефицит мощностей ожидается в ближайшее время.

Нарастание дефицита энергетических мощностей повышает вероятность сбоев и аварий в энергоснабжении, ведет к отказам в подключении новых потребителей и, как следствие, может стать естественным ограничителем дальнейшего роста эконо мики России. Проблема обеспечения надежности работы энергетической системы непосредственно затрагивает сегодня не только предприятия энергетической отрас ли, но и всех потребителей электроэнергии, а также региональные и местные адми нистрации.

Дефицит мощности в Уральском регионе прогнозируется уже с текущего года. В ОЭС Центра ожидается нулевой баланс мощности в течение 2007—2008 годов, в ОЭС Сибири — с 2008 года.

В осенне зимний период 2005—2006 годов 14 регионов (Москва и Московская область, Санкт Петербург и Ленинградская область, Тюменская область, Красно дарский край, Волгоградская область, Белгородская область, Республика Хакасия, Республика Карелия, Республика Дагестан, Калужская область, Калининградская область, Астраханская область, Республика Тыва, Республика Ингушетия) превыси ли последний пиковый уровень потребления, приходившийся на 1989—1991 годы.

Наиболее критическое положение сложилось в Москве, Санкт Петербурге, Тюме ни, для которых подготовлена программа первоочередных мер по выводу городских энергосистем из кризиса. В осенне зимний период 2005—2006 годов впервые при шлось прибегнуть к ограничениям подачи электроэнергии потребителям Москвы, в отдельные периоды достигавшим 1000 МВт при максимуме потребления — 16,2 тыс.

МВт.

Участники заседания отмечают, что бесперебойная работа и развитие электро энергетической отрасли является основой развития экономики регионов, поэтому региональным властям необходимо уделять серьезное внимание взаимодействию с электроэнергетическими компаниями.

Следует отметить положительный пример правительства Москвы по решению вопросов электроснабжения в регионе. В осенне зимний период 2005—2006 годов правительство Москвы трижды рассматривало вопросы, связанные с состоянием и развитием электроэнергетики.

Продолжается старение основных фондов в электроэнергетике, в то время как в российской экономике в целом износ основных средств снижается. В 2000 году 12 % действующего основного электроэнергетического оборудования работало за преде лами установленного паркового ресурса, в 2005 году этот показатель достиг 25 %, в 2010 году ожидается его увеличение до 37 %. Возрастают риски снижения надежно сти энергоснабжения потребителей даже в тех регионах, где дефицит энергетиче ских мощностей не прогнозируется.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.